Эффективность системы сбора и подготовки нефти на месторождении Тенгиз

В 1993 году единственным маршрутом экспорта Тенгизской нефти являлся трубопровод Атырау - Самара с производительностью один миллион тонн нефти в год. ТШО производил стабильное увеличение объема отгрузки нефти по трубопроводу Атырау - Самара до более 3 млн тонн в год.

Ключевым фактором роста ТШО за период 1995 - 2001 гг. стало значительное увеличение объема экспортируемой по железной дороги Тенгизской сырой нефти.

В 1995 году ТШО начал отгрузку нефти по железнодорожным путям в Финляндию и Одессу.

К 2000 году ТШО являлся самым крупным транспортером срой нефти по железной дороге в мире. В 2000 году ТШО отгрузил 8,2 млн. метрических тонн нефти по железнодорожным путям, в основном в порты Черного моря.

В 2001 году было завершено строительство Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) и приблизительно 0,9 млн. метрических тонн Тенгизской сырой нефти было транспортировано по нему в порт Черного моря, г. Новороссийск.

С марта 1999 г. и до декабря 2002 года разработка месторождения осуществляется согласно "проекту опытно-промышленной разработки", выполненному институтом "НИПИмунайгаз" и утвержденному ЦКР РК (протокол № 3 от 25.03.99 г.).

Согласно проекту в период ОПР предусматривалось бурение 19 скважин, расконсервация 7 скважин (28, 29, 31, 41, 45, 109,5050) и углубление бурением 12 скважин (14, 17, 30, 60, 70, 108, 118, 125, 211, 220, 430, 463).

Проводимые ТОО "Тенгизшевройл" с 1993г. исследования (бурение новых скважин, отбор и исследования керна, пластовых жидкостей, гидродинамические исследования, трёхмерная сейсморазведка методом 3Д), послужили основой для создания геостатической модели Тенгизского месторождения и выполнения пересчёта запасов нефти, утвержденного ГК3 РК (протокол № 170-02-У от 13-17.08.2002г.). В настоящее время разработка месторождения Тенгиз проводится согласно Технологической схеме разработки месторождения Тенгиз, разработанной ОАО "Гипровостокнефть", утвержденной Центральным Комитетом разработки РК 25 декабря 2002 года.

1.3 Состояние разработки

1.3.1 Объемы добычи нефти и газа

Динамика нарастания объемов добычи нефти в период с 2000 по 2005 гг. представлена на рисунке 1.2, в то время как в 1993 году добыча нефти составила 1,5 млн. тонн.

Сравнение проектных данных по добычи нефти с фактическими представлено на рисунке 1.3.

Сравнение проектных данных по добычи газа с фактическими представлено на рисунке 1.4.

Рис. 1.2 - Годовой объемы добычи нефти 2000 - 2005 гг.

Рис. 1.3 - Проектные и фактические данные добычи нефти за 2002-2005 гг.

Рис. 1.4 - Проектные и фактические данные добычи газа за 2002-2005 гг.

Как видно из рисунков 1.3 и 1.4, фактическая добыча нефти и газа в течение последних лет превышала проектную.

При разработке по варианту естественного режима истощения максимальная добыча нефти ожидается с 2010 по 2020 гг., понижение устьевого давления с 10 МПа до 3,5 МПа планируется в период 2021ч2022 г.г., возрастание газового фактора ожидается с 2019 года.



1.3.2 Состояние фонда скважин

Проектом ОПР запроектирована единая квадратная система размещения скважин с плотностью сетки 200 га/скв. Коэффициент эксплуатации скважин - 0,88; коэффициент использования - 0,809.

Реализация программы бурения/углубления скважин, предложенная в проекте ОПР, представлена в таблице 1.2 по состоянию на 15 октября 2002 года.

Таблица 1.2 - Скважины, пробуренные и углубленные за период 19982002 г.г.

Годы	Новые скважины	Углубленные скважины
	номер скважины	кол-во	номер скважины	кол-во
1998	5050	1		0
1999		0	47, 220, 463, 118	4
2000	5056	1	1100, 117, 108, 463st	4
2001	5034, 5857, 5246, 7252, 6846, 6337	6	23, 28, 17, 29	4
2002	5853, 4346, 6261, 5435	4	7252, 46, 5246st, 116st	4
Итого:		12		16

По состоянию на 01.05.2006 г. на месторождении пробурено 132 скважин (таблица 1.3). Фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 200 га/скв. Местами сетка уплотнена до 50 га/скв. Значительная площадь месторождения не охвачена разбуриванием.

В действующем фонде находятся 58 скважины, из них дающих продукцию 44 скважины, во временном простое - 14 скважина.

В ликвидированном фонде находятся 14 скважин. В число пробуренных входит также наблюдательная скважина Т-100. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 1.3.



Таблица 1.3 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.05.2006г.

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
Фонд добывающих скважин	Пробурено	132
	В том числе:
	Действующие	44
	из них фонтанные	44
	ЭЦН	-
	ШГН	-
	бескомпрессорный газлифт	-
	внутрискваженный газлифт	-
	Бездействующие	14
	В испытании	-
	В бурении	-
	Ликвидированные	14
	Наблюдательные	1
Фонд специальных скважины	Пробурено	9
	В том числе:
	Наблюдательные	6
	Нагнетательные	3

Все скважины эксплуатируются фонтанным способом.

Распределение скважин по объектам эксплуатации выглядит следующим образом: на I эксплуатационный объект работает 51 скважина, совместно I+II объекты эксплуатируют 4 скважины и на III объект - одна скважина Т-10. Однако при рассмотрении состояния вскрытия объектов эксплуатации в скважинах, отмечается неполное вскрытие объекта I в 37 скважинах (в 11 скважинах эксплуатируется только башкирский горизонт, в 6 скважинах - серпуховский, в 3 скважинах - окский, в 12 скважинах - башкирский и серпуховский, в 5 скважинах - не вскрыт перфорацией башкирский горизонт). При этом, скважины, в которых вскрыты два стратиграфических объекта, приурочены к склоновой и бортовой частям. Совместная эксплуатация нескольких горизонтов в скважинах не приводит к пропорциональному увеличению дебитов нефти, хотя и отмечается некоторое их увеличение.

На данный момент 7 скважин, находящихся во временной консервации, ожидают добуривания: Т-2К, Т-18, Т-39, Т-60, Т-211, Т-430, Т-456, Т-470.

В настоящее время ТШО имеет план бурения скважин на Тенгизе только на ближайшие 5 лет. Он приведен в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Рабочая программа по Технологической Схеме 5-ти летний график буровых работ

	2002	2003	2004	2005	2006	Общее количество
1-й вариант Тех.схемы - задействование 3-х буровых установок
Количество буровых установок	3	3	3	3	3
Количество скважин на Тенгизе	5	6	7	7	9	34
Количество скважин на Королеве	1	2	1	0	0	4
Общее количество скважин	6	8	8	7	9	38
2-й вариант Техсхемы - одна буровая установка освобождена в 2005 г.
Количество буровых установок	3	3	3	2	2
Количество скважин на Тенгизе	5	7	7	5	5	29
Количество скважин на Королеве	1	2	1	0	0	4
Общее количество скважин	6	9	8	5	5	33
3-й вариант Техсхемы - одна буровая установка освобождена в 2003 г.
Количество буровых установок	3	2	2	2	2
Количество скважин на Тенгизе	5	5	4	5	6	25
Количество скважин на Королеве	1	2	1	0	0	4
Общее количество скважин	6	7	5	5	6	29

Из таблицы следует, что массовое разбуривание месторождения Тенгиз добывающими и нагнетательными скважинами в ближайшие годы не планируется, так как значительное наращивание добычи нефти возможно только после пуска в эксплуатацию Завода Второго поколения.

В настоящее время ТШО осуществляет большую программу бурения оценочных скважин.

К моменту составления технологической схемы разработки было пробурено 15 оценочных скважин, все они вскрыли второй и даже третий объекты.

Рабочая программа бурения и углубления скважин, утвержденная ГКЗ РК приведена в таблице 1.5.

Таблица 1.5 - Рабочая программа бурения и углубления скважин

Годы	Ввод скважин из бурения за год	фонд скважин, пробуренных с начала разработки на начало года	фонд нагнетательных скважин на конец года
	Всего	Добыв.	Нагнет.
2005	11	7	4	120	0
2006	3	3	0	131	4
2007	5	5	0	134	8

Восемь нагнетательных скважин включены в первую и вторую стадии проекта закачки сырого газа (ЗСГ-1 и 2):

ЗСГ-1 нагнетательные скважины: Т-220, Т-5646 и Т-5246.

ЗСГ-2 нагнетательные скважины: Т-5044, Т-5242, Т-5444, Т-5447 и Т-5848.

Коэффициент использования фонда скважин изменялся от 0,51 (1991 г.) до 0,98 (2000 г.), в среднем составил 0,77. Коэффициент эксплуатации изменялся от 0,44 (1994 г.) до 0,89 (2001 г.) и в среднем за весь период разработки составил 0,69. Достаточно низкие средние значения коэффициентов использования и эксплуатации фонда скважин во многом обусловлены отключением скважин, что связано с технологическим режимом работы нефтеперерабатывающего завода и его возможностями по переработке нефти.

Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования

Фонтанирование скважин на месторождении Тенгиз обусловлено большим запасом пластовой энергии и достаточно большими давлениями на забое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на трение, связанное с движением этой жидкости.

Для обоснования способа эксплуатации, определения оптимального режима работы скважин, а также выбора необходимого устьевого и внутрискважинного оборудования проведены расчеты по известным формулам трубной гидравлики, с учетом условий проекта опытно- промышленной эксплуатации, физико-химических свойств флюида и геолого-технологических показателей. Принятые в проекте и взятые за основу при обосновании выбора способа и необходимого оборудования значения, физико-химических и технологических параметров, приведены в таблице 1.6.

Для выбора оптимальных режимов совместной работы пласта и фонтанного подъемника рассчитаны давления на забое, определяющие такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут в состоянии пропустить при данной глубине скважины, противодавление на устье и диаметре труб.

Таблица 1.6- Исходные данные дня расчета фонтанного подъемника

Параметры	значения
	I объект	II объект
Глубина залегания продуктивного пласта, м	4600	4800
Пластовое давление, МПа	82,4	83,08
Давление насыщения нефти газом, МПа	25,6	26,3
Газосодержание, м3/т	579,6	593,0
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м	629,0	624,0
Плотность разгазированной нефти, кг/м	804,0	805,0
Вязкость нефти, мПа·с	0,22	0,22
Коэффициент продуктивности, м /сут*МПа	132,73	157,54
Пластовая температура, С	108,0	120,0
Температура на устье, С	85,0
Обводненность, %	-	-

В расчетах приняты следующие значения параметров:

давление насыщения на устье Рнас=23 МПа;

средняя плотность нефти Р_н=580 кг/м³ (при движении жидкости по

НКТ она охлаждается и ее плотность изменяется, поэтому р_н = ( p₃+p_у)/2,

где р₃ и р_у - плотности жидкости при термодинамических условиях

забоя и устья скважины);

средняя вязкость м=0,22 мПа·с.

Решаются совместно задачи движения жидкости по стволу скважины и притока жидкости из пласта. Задача решалась на ЭВМ (Приложение А). По результатам расчёта строятся характеристические кривые подъемника и индикаторные линии зависимости дебита от забойных давлений для значений коэффициентов продуктивности К_пр=10, 30, 50, 100, 150, 200, 360 м³/сут· МПа.

Для обеспечения заданных проектных отборов условия работы подъемника по II варианту следующие:

Iобъект II объект

давление устьевое, Мпа 23,0 23,0

давление забойное, Мпа 75,0 75,0

диаметр НКТ, мм 89,0 89,0

максимальный дебит, м³/сут 1200,0 1100,0

Таблица 1.7 - Характеристика показателей эксплуатации

Способ эксплуатации	Показатели	Годы
		1999	2000	2001	2002
фонтанный	Ввод скважин	10	8	8	12
	Средний эксплуатационный фонд	59	67	75	87
	Дебит по жидкости, т/сут	504,5	525,0	535,1	511,2
	Обводненность, %	-	-	-	-

В таблице 1.7 приведена характеристика показателей эксплуатации. К концу рассматриваемого периода фонд скважин возрастает с 59 до 87 скважин, а дебит изменяется от 504,5 до 511,2 м³/сут и обеспечивает проектную добычу при коэффициенте эксплуатации К_экс=0,892 (коэффициент эксплуатации принят по фактическим данным).

Условия длительного фонтанирования скважин месторождения Тенгиз обусловлены аномально высоким пластовым давлением в залежи а также высокими значениями газосодержания (I объект - 579,6 м³/т, II объект - 593 м³/т).

1.3.3 Система поддержания пластового давления

Решающее значение при выборе системы разработки массивных нефтяных залежей имеет степень гидродинамической связи по вертикали. В соответствии с характером этой связи меняется подход к организации, как закачки газа, так и закачки воды /4/.

В настоящее время пластовое давление в 1-м объекте разработки снизилось примерно на 20,0 МПа. Большинство замеров пластового давления имеется по скважинам, вскрывшим верхнюю часть эксплуатационного объекта, и лишь в небольшой части скважин нижняя дыра перфорации находится в его подошвенной части.

В Технологической схеме разработки месторождения Тенгиз приведены четыре варианта разработки, с применением различных методов поддержания пластового давления.

При разработке месторождения при естественном упруго-замкнутом режиме (1-й вариант) скважины размещаются по равномерной квадратной сетке с расстоянием между скважинами 1000 м, соответственно плотность сетки составляет 100 га/скв. Подобная сетка скважин обоснована еще в первой технологической схеме разработки 1986 года.

По 2-му варианту (закачка газа) могут быть два варианта размещения скважин. Первый вариант полностью совпадает с размещением скважин при 1-м варианте разработки (естественный режим), т. е. скважины размещаются по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 1000 м. Рассмотрен также вариант размещения скважин, в соответствии с которым в центральной части платформы, в зоне размещения нагнетательных скважин, предполагается разбурить по квадратной сетке 750750 м, оставив сетку 10001000 м на ее краях и в бортовой трещиноватой зоне.

3-й и 4-й варианты предусматривают осуществление закачки воды, причем по 3-му варианту вода закачивается по всей толщине пласта 1-го объекта и нефть вытесняется водой вдоль напластования, а по 4-му варианту - в подошвенную часть 1-го объекта на платформе и на границе 2-го объекта и девона в трещиноватой зоне пласта. По обоим вариантам разработки размещение и число скважин является одинаковым.

В условиях очень сложного геолого-физического строения месторождения Тенгиз любой метод воздействия на пласт, закачка газа или закачка воды, нуждается в испытании на специальных опытных участках. Только после получения фактических данных по опытной закачке газа или воды, можно сделать выводы об эффективности того или иного метода воздействия на пласт.

1.4 Сбор и подготовка скважинной продукции

Система сбора продукции скважин должна соответствовать требованиям РД 39-0148311-605-86 "Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов" и должна осуществлять:

- замер дебита нефти и газа по каждой скважине;

- однотрубный транспорт;

- полную герметичность процесса;

- максимальное использование пластового давления.

Выполнение указанных требований обеспечивает более безопасные условия эксплуатации объектов сбора и, что самое главное, обеспечивает сохранение природной среды.

Наиболее существенными факторами, определяющими параметры процесса промысловой подготовки нефти, являются ее физико-химические свойства, а также фракционный и компонентный состав непосредственно определяющие последовательность и технологические параметры операций при подготовке нефти. Кроме того, следует учитывать динамику добычи продукции скважин, определяющую мощность производства и последовательность ее наращивания при стадийном строительстве данных объектов /5/.

В соответствии с РД 39-0147035-207-86 мощности сооружений по сбору и подготовке нефти нефтяного месторождения Тенгиз должны быть рассчитаны на максимальные уровни отборов нефти, газа и воды /6/.

На сегодняшний день на месторождении функционируют 9 замерных установок (ЗУ), оснащенных сепараторами, позволяющими проводить замеры дебита по системе газ-жидкость-вода. Каждая ЗУ подключена к центральному промысловому манифольду (ЦПМ) и далее к центральному пункту сбора. В частности, К ЗУ-5 подходят выкидные линии от 4 скважин, к ЗУ-8 - 5, к ЗУ-9 - 10, к ЗУ-12 - 4, к ЗУ-14 - 5, к ЗУ-15 - 9, к ЗУ-17 - 9, к ЗУ-19 - 5, к ЗУ-20 - 7 (рис. 1.5).

Давление на устье действующих скважин изменяется от 9,3 МПа до 42,4 МПа, а температура от 52 ^оС до 108 ^оС при изменении дебита от 118 до 2055 т/сутки. При теплоизоляции сборных трубопроводов из 25 мм полиуретана температура на манифольде завода около 60 ^оС, а давление около 7 МПа.

Основными факторами, определяющими параметры и количество ступеней подготовки нефти до товарного качества, в данном случае являются:

- аномально высокое давление в системе сбора и значительное газосодержание (потребуют проведения газосепарации в три технологические ступени при появлении воды в количестве более 3ч4 % имеется возможность вывода "свободной воды" на I ступени методом трехфазного разделения);

- высокое содержание в продукции сероводорода до 17 % и низших меркаптанов (потребует проведения стабилизации нефти до остаточного содержания не более 20 ррm сероводорода и отделения метил- и этилмеркаптанов в отпарной колонне с доведением товарной нефти до остаточного давления насыщенных паров ниже 0,066 МПа);

- наличие в продукции пластовой воды с минерализацией от 110 до 180 г/л по различным источникам (требует включения в технологическую схему электрообессоливания сырья с промывкой пресной промывной водой). Обессоливание ведется в электродегидраторах обычного или электростатического типа, подбираемых по необходимой мощности и необходимому времени пребывания, обеспечивающих остаточное содержание хлористых солей в нефти не более 100 мг/л товарной нефти и менее 0,5 % остаточной воды. Дренажные воды ступени используются для распреснения продукции с промысла, либо поступают в секцию водоочистки;

- реализация товарной нефти месторождения в основном происходит через систему экспортных трубопроводов (КТК) поэтому она должна быть подготовлена до требований для налива в морские танкеры (не ниже 1-ой группы качества ГОСТ 9965-76).

- стабилизация подготовленной нефти осуществляется в отпарной колонне и ведется при условиях, обеспечивающих давления насыщенных паров товарной нефти и допустимые параметры по остаточному содержанию метил- и этил-меркаптанов соответствующих требованиям отгрузки. Газы этой ступени сепарации очищаются и утилизируются в зависимости от их свойств.

Рисунок 1.6 Блок-схема технологической структуры подготовки продукции скважин при разработке месторождения с поддержанием пластового давления методом закачки газа (вариант 1)..

Рисунок 1.7 Блок-схема технологической структуры подготовки продукции скважин при разработке месторождения с поддержанием пластового давления методом заводнения (Вариант 2)

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,95%), молосмолистая (1,02 %), парафиновая (3,92 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 ^о С - 70 %.

Анализ приведенных данных, а также существующей технологии подготовки нефти (КТЛ-1, КТЛ 2, 3) на месторождении показывает, что можно в наиболее общем виде представить процесс промысловой подготовки тенгизской нефти в виде ряда последовательных стадий, представленных схематически на рисунках 1.6-1.7.

К 2021 - 2022 г.г. ожидается увеличение объема газонефтяной смеси, протекающей по сборным трубопроводам примерно в три раза. Это приведет к возрастанию перепада давлений по длине сборных трубопроводов также в три раза. Поэтому при проектировании развития системы сбора необходима прокладка новых сборных трубопроводов с учетом снижения давления на устье добывающих скважин.

Как показали реологические исследования нефть Тенгизского месторождения не образует стойких эмульсий "вода в нефти" при температурах в системе сбора продукции скважин. Поэтому возрастание перепадов давлений в сборных трубопроводах за счет этого не ожидается. Вязкость водонефтяных эмульсий будет не выше вязкости безводной нефти при температуре в сборных трубопроводах.

1.4.1 Защитные мероприятия по обеспечению надежности эксплуатации оборудования и коммуникации, применяемые при данной стадии разработки месторождения Тенгиз

Меры по защите оборудования и коммуникаций системы добычи и сбора

Защита подземного оборудования скважин. Конструкция обсадки скважины и колонна выполнены в антикоррозионном исполнении. Трубы НКТ защищаются катодной поляризацией.

Система сбора продукции. Части системы сбора снабжены устройствами по впрыскиванию ингибитора и оборудованиями по контролю за коррозионными процессами.

Устье скважины. При необходимости типовое устье скважины промысла Тенгиз снабжается устройством по впрыскиванию ингибитора.

Выкидные линии. Все выкидные линии имеют диаметр 114,5 мм и толщину стенок 8,41 мм. Каждая выкидная линия на концах оборудована камерой запуска и приема скребков. Каждая камера запуска рассчитана на порцию ингибитора коррозии.

Испытательный сепаратор. Штуцеры подключения коррозионного устройства имеются на отдельных выводах линий вниз по потоку контрольного клапана испытательного сепаратора.

Производственный манифольд. Точка нагнетания ингибитора предусматривается вниз по потоку от клапана производственного манифольда. Каждая замерная установка обеспечена одной установкой по впрыскиванию ингибитора.

Линии сбора. Каждая линия сбора оборудована камерой запуска и камерой приема скребков на каждом конце линии. Каждая камера запуска рассчитана на порцию коррозионного ингибитора для профилактики покрытия в линии сбора.

Узлы подключения. Узлы подключения обеспечены камерами приема и запуска скребков. Каждая камера запуска рассчитана на порцию ингибитора коррозии.

Центральный манифольд. Центральный манифольд оборудован камерами приема скребков для всех двенадцати проводящих линий сбора и камерами запуска скребков для четырнадцати магистральных трубопроводов.

Точка впрыскивания ингибитора предусмотрена вверх по потоку от камеры запуска для каждого из четырнадцати магистральных трубопроводов. Каждый магистральный трубопровод обеспечен одной установкой впрыскивания ингибитора коррозии.

Заводской манифольд. Оборудование по контролю за коррозионными процессами расположено в линии вывода непосредственно перед камерами приема скребков для каждого из четырнадцати магистральных трубопроводов.

Слаг- кетчеры (Шламоуловители). Точка впрыскивания ингибитора предусмотрена вниз по потоку от входного клапана. Каждый слаг- кетчер обеспечен одной установкой по впрыскиванию ингибитора коррозии.

Внешние и внутренние покрытия. На всех подземных трубопроводах применяются внешние покрытия.

Внутреннее покрытие на слаг- кетчере осуществляется распылением эпоксидных материалов или им подобных. Покрытие защищает сосуды от коррозии в условиях турбулентного потока.

Катодная защита. Подземные трубопроводные коммуникации системы добычи и сбора защищаются катодной поляризацией.

Меры по защите оборудования и коммуникаций системы подготовки нефти и газа:

химическое ингибирование газовых линий, водоводов систем

подготовки и очистки газа и водоснабжения;

защита водоводов и подземных газовых линий катодной

поляризацией;

протекторная защита резервуаров товарного парка газа.

Анализ защитных мероприятий по обеспечению надежности эксплуатации систем сбора и подготовки нефти и газа месторождения Тенгиз.

Защита оборудования скважин. Подземное оборудование скважин защищается методом катодной поляризации. Применяются выпрямители типа ТДЕ-9 и станции Catec ЛТД-4.

Наземное оборудование скважин входит в защитную зону катодной поляризации, осуществляемой станциями катодной защиты, установленными на ЗУ.

Защита коммуникаций системы сбора. Антикоррозионный режим течения промысловых флюидов, обеспечивающий защиту трубопроводной системы от внутренней коррозии, должен обеспечиваться технологическим режимом процессов сбора и транспортирования. Однако, рабочие давления на выкидных линиях ниже давлений насыщения, вследствие чего происходит разделение потока на жидкую и газовую фазы. В этих условиях возможно выделение влажного газа, содержащего агрессивные компоненты. Образование скоплений воды в застойных зонах коммуникаций и оборудования инициирует коррозионные процессы. В этих обстоятельствах при отсутствии защиты возможно развитие особо разрушительного воздействия на металл. Химическое ингибирование трубопроводной системы на данной стадии разработки месторождения не производится.

Внешняя коррозия коммуникаций системы сбора предотвращается катодной поляризацией с применением внешнего покрытия труб изоляционными материалами. Замеры защитных потенциалов и плотности защитного тока, производимые систематически, показывают высокую эффективность применяемого метода.

Защита объектов эксплуатации системы подготовки нефти и газа. Химическое ингибирование газовых линии, водоводов систем подготовки и очистки газа и водоснабжения производится соответствующими ингибиторами коррозии. Гравиметрические измерения потери веса представительных образцов- купонов показывают минимальную скорость общей коррозии, что свидетельствует о высокой степени эффективности ингибиторной защиты.

На заводе катодной и протекторной защитой обеспечены водоводы питьевой линии, подачи пены, пожарного водоснабжения, подземные газовые линии.

Оценка защитных мероприятий. Применяемые методы защиты от коррозия оборудования и трубопроводных коммуникаций показывают высокую степень надежности эксплуатации.

По заключению Научного центра компании "Chevron" о нецелесообразности с точки зрения безопасности и эффективности проведения химического ингибирования НКТ путем закачивания ингибитора в затрубное пространство под высоким давлением и в связи с отсутствием в добываемой продукции свободной воды в жидком состоянии, нет необходимости в нагнетании ингибиторов. Ингибитора должны нагнетаться в выкидные линии и выше оборудования, в котором может накапливаться вода.

Не осуществляется химическое ингибирование трубопроводных коммуникаций системы сбора. Необходимость химического ингибирования трубопроводных коммуникаций системы сбора из-за агрессивности газовой фазы (влажный газ), выделяющейся из потока вследствие того, что рабочие давления в системе сбора ниже давлений насыщения жидкости газом, очевидна, о чем свидетельствуют питтинговые поражения трубопроводов КТЛ, вызвавшие необходимость замены некоторых из них. Выделение газовой фазы происходит, видимо, несмотря на то, что технологическим режимом обеспечиваются высокие скорости потока.

При выполнении всего комплекса защитных мероприятий будет обеспечена высокая степень надежности эксплуатации месторождения.

В системах добычи и промыслового сбора мерами по предупреждению коррозионных разрушений, вызванных агрессивными компонентами, содержащимися в высокосернистом газе, является:

антикоррозионное исполнение и катодная защита

подземного оборудования скважин;

поддержание антикоррозионного режима течения

добываемой продукции;

химическое ингибирование коррозии;

подбор сплавов из материалов, утвержденных NACE MR-01-75;

модифицированные стали;

внутреннее покрытие труб;

внутренняя скребковая очистка трубопроводов;

для предупреждения наружной коррозии - защита

подземных трубопроводов внешним покрытием и катодной

поляризацией.

Для системы подготовки нефти и газа должен осуществляться комплекс химических и электрохимических методов:

химическое ингибирование внутренней коррозии в системе

подготовки газа;

химическое ингибирование внутренней коррозии в системе

очистки газа ДЭА;

катодная защита подземных газовых линий и водоводов;

протекторная защита внутренней и внешней стороны резервуаров.

Проектные режимы. Система сбора спроектирована так, что обеспечиваются высокие скорости потока, чем предупреждаются скопления воды в системе сбора высокосернистого газ, которые образуются всякий раз, когда останавливается какая- то часть системы.

Рабочие давления. Два уровня давлений были выбраны для проектирования системы сбора- 14132 кПа и 9428 кПа. Выбор указанных уровней давления позволяет:

поддерживать высокие скорости потока, требуемые для снижения коррозии труб;

удовлетворять требованиям полного заполнения линий системы.

Рабочие температуры. Максимальное значение рабочей температуры системы сбора равно 90 С.

Температура гидратообразования для диапазона давлений, рассматриваемых в системе сбора, была рассчитана приблизительно равной 28 С. это определяет допустимый диапазон рабочих температур для системы в пределах от 90 С до 30 С.

Скребковая очистка трубопроводов. Для ликвидации зон скопления рекомендуется скребковая очистка трубопроводов.

Стальная металлургия. Применяемая металлургия труб, диаметр трубной арматуры и частей, контактирующих с высокосернистым потоком, модифицированы с целью уменьшения чувствительности к водородному растрескиванию и соответствуют требованиям NACE MR-OI-75 для работы в условиях высокосернистой среды.

Подбор стальной металлургии производится по тестовому методу NACE ТМ-02-84 на стойкость стальных труб к коррозионному растрескиванию.

Подбор сплавов. Различные нержавеющие стали, никелированные сплавы выбираются для герметизации частей или поверхностей арматуры и промыслового оборудования в системе сбора.

Опыт показывает, что сплавы, удовлетворяющие требованиям NACE MR-01-75, значительно повышают срок службы труб и обеспечивают нечувствительность к сероводородному растрескиванию под напряжением.

Выбраны стальные нержавеющие сплавы типа 316, 316L и СA6NM, утвержденные NACE MR-01-75. Все части системы сбора, контактирующие с влажным сернистым газом, сконструированы или собраны из материалов, которые удовлетворяют требованиям NACE MR-01-75.

Сварные части (включая металлическую арматуру) для сбора должны быть квалифицированны пo NACE MR-01-75.

К стальным соединениям предъявляются требования NACE MP-01-75 с целью обеспечения максимальной стойкости, легкости термической обработки материала.

Представительные образцы каждой стальной композиции, используемой для изготовления соединений, должны быть тестированы на стойкость к сероводородному растрескиванию по тесту NACE TM-01-77.

Коррозионный допуск. Все трубы и соединения труб, которые контактируют с серосодержащей продукцией, имеют допуск на коррозию, что позволяет увеличить срок службы.

Требования к термической обработке. По требованиям NACE MR-01-75 к термической обработке соединений, контактирующих с серосодержащим флюидом, металлические части должны соответствовать NACE MR-01-75.

Задвижки и фланцы изготовляются в нормальных условиях.

Химическое ингибирование коррозии. Для предупреждения питтингов и общей коррозии, сероводородного растрескивания под напряжением углеродистых сталей, из которых изготовлены части системы сбора и подготовки высокосернистой продукции, необходимо осуществление химического ингибирования внутренней коррозии трубопроводных коммуникаций и оборудования.

Ингибиторы коррозии выбираются и тестируются экспериментально в специальных технологических условиях системы сбора до их применения.

Рекомендуется применение в системе сбора ингибиторов порционного и/или непрерывного ингибирования трубопроводов. Коррозионные ингибиторы, рекомендуемые к применению и используемые в настоящее время в системах подготовки нефти и газа, ранее использовались в подобных системах подготовки высокосернистой продукции.

Внешние и внутренние покрытия. Все подземные трубопроводы защищаются от подземной внешней коррозии внешним покрытием и катодной поляризацией.

Покрытия никогда не бывают без дефектов, поэтому необходима катодная защита для труб с покрытиями.

Катодная защита. Катодная защита применяется для подземных труб. Катодная защита дополняет защиту труб внешними покрытиями, что обеспечивает защиту от грунтовой коррозии.

При отсутствии катодной защиты трубопроводов, внешняя коррозия труб локализуется на участках с дефектом покрытия и приходит с большой скоростью.

Протекторная защита. Крупнотоннажные хранилища продукции-резервуары углеводородного парка (нефти и газа) должны быть обеспечены протекторной защитой.

1.4.2 Требования к системе сбора, транспорта и подготовки нефти и газа до товарной кондиции

Система внутрипромыслового сбора и транспорта газонефтяной смеси месторождения Тенгиз должна учитывать специфические свойства добываемой нефти и обеспечивать безопасную и надежную эксплуатацию объекта.

Технология сбора и транспорта нефти к перерабатывающим заводам осуществляется по следующей схеме: устье скважины - выкидные линии -замерная установка - линии сбора - центральный манифольд - магистральные трубопроводы - заводской манифольд - слаг-кетчер - две параллельные технологические линии КТЛ-1 и КТЛ-2, где происходит сепарация, глубокое обезвоживание и обессоливание нефти, очистка газа после сепарации от сероводорода, углекислого газа, переработка газа и демеркаптанизация нефти до товарной кондиции.

Мощность данных КТЛ-1 и КТЛ-2 обеспечивают переработку 6,5 млн. т/год нефти месторождения Тенгиз, добываемой на 47 скважинах. Расширение производства согласно бизнес-плана на 1998-2001 гг. обеспечивает увеличение производительности до 5-9,0 млн. т/год.

В связи с вводом в эксплуатацию новых скважин, мощность КТЛ-1 и КТЛ-2 недостаточна для доведения добываемых нефти и газа до товарной кондиции и возникла необходимость строительства новой линии КТЛ-3 (пятая линия), аналогичной существующим, что позволила увеличить производительность завода до 12,4 млн. т/год. В перспективе предполагается строительство завода нового поколения, что обеспечит увеличение производительности до 16 млн.т/год и выше.

В основу нижеприведенных технико-технологических требований и рекомендаций к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин на Тенгизе положены:

- характеристики основных показателей разработки по отбору нефти и жидкости по вариантам: естественный режим истощения; закачки газа с 2004 г.

- характеристика основного фонда скважин по вариантам;

- свойства пластовой нефти

- физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

- компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

- свойства и состав пластовой воды

- прогнозируемые давления и температура на устье добывающих скважин по всем вариантам на весь период разработки;

- фактические давления, температуры и дебиты действующих скважин;

- проекты разработки и обустройства, выполненные институтом "Гипровостокнефть" с 1983 по 1992 г.г. (в том числе совместно с фирмой "Лавалин" по контрактам № 50-0924/70055 и № 50-0902/90745);

- проекты и их частичная реализация, выполненные ТОО "Тенгизшевроил".

Количество и взаимное соотношение продукции месторождения: нефти, попутного газа, пластовой воды и компонентов, необходимых для реализации варианта разработки нефтяного месторождения Тенгиз, будут определяться выбранным способом поддержания пластового давления: а именно, методом закачки высокосернистого газа, либо методом заводнения.По имеющемуся промысловому опыту в наиболее общем виде в зависимости от выбираемого способа разработки блок-схема технологической структуры сооружений подготовки добываемой продукции будет соответствовать виду приведенному на рисунках 1.6, 1.7. В первом рассмотрении для метода закачки высокосернистого газа в схеме большее развитие получают процессы и мощность объектов газопереработки и появляется компремирование газа для его закачки в пласт. А для варианта по заводнению значительно увеличивается мощность сооружений водоподготовки и системы ППД месторождения. Наиболее существенными факторами, определяющими параметры процесса промысловой подготовки нефти, являются ее физико-химические свойства, а также фракционный и компонентный состав непосредственно определяющие последовательность и технологические параметры операций при подготовке нефти. Кроме того следует учитывать динамику добычи продукции скважин, определяющую мощность производства и последовательность ее наращивания при стадийном строительстве данных объектов.

По варианту 1, когда разработка месторождения осуществляется с закачкой высокосернистого нефтяного газа в продуктивный пласт, максимальный уровень отбора нефти 29813 тыс.т прогнозируется на 2020 год, чему соответствует и максимальный отбор жидкости в количестве 30276 тыс.т (обводненность продукции 1,56 %). Добыча нефтяного газа по этому варианту будет нарастать до максимального значения 505930 млн. нм3 в 2031 году.

По варианту 2, когда предполагается вести разработку месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки воды в продуктивные пласты, максимальный уровень отбора нефти 29881 тыс.т приходится на 2022 год при добыче жидкости 31963 тыс.т и обводненности продукции 6,5 %. Максимум добычи жидкости 32715 тыс.т прогнозируется в 2025 году, когда обводненность продукции достигнет 9,8 %. Ожидаемая обводненность продукции по этому варианту будет постоянно возрастать и к 2081 году достигнет 30,5 %. Максимальная добыча газа составит 15502 млн.нм3 в 2024 году. Максимальная закачка воды достигнет 58,4 млн.м3 в 2025 году.

Следовательно, максимальные уровни добычи нефти и связанные с ними расчетные мощности сооружений по подготовке нефти по главным рассматриваемым вариантам разработки очень близки - 29813 и 29881 тыс.т в год соответственно по варианту с закачкой высокосернистого нефтяного газа либо по варианту с закачкой воды. Причем, достигаются эти максимумы почти одновременно - в 2020 и 2022 г.г. (Таблица 1.8)

Добыча нефти на месторождении Тенгиз в 2002 году прогнозируется на уровне 11,5 млн.т и обеспечена мощностями по подготовке продукции. Таким образом, на период максимальной добычи нефти на месторождении необходимо иметь дополнительно мощности по подготовке нефти до товарного качества еще на 17-18 млн.т готовой продукции.

В целом же расчетные мощности производств по подготовке нефти для различных вариантов разработки близки и производить их наращивание следует примерно с одинаковой динамикой.

Таблица 1.8 Динамика роста добычи нефти Тенгизского месторождения (тыс.т/год) по вариантам (без учета Королевского месторождения):

	Вариант (2) с закачкой газа	Вариант (3) с закачкой воды
2002 г.	11,5	11,5
2006 г.	20,5	15,9
2009 г.	23,9	20,8
2010 г.	28,5	21,4
2011 г.	28,5	28,3
2016 г.	28,5	28,4
2020 г.	29,8	29,7
2022 г.	27,6	29,9

Основное различие свойств продукции месторождения в зависимости от способа интенсификации добычи заключается в том, что в варианте с закачкой высокосернистого газа продукции при сравнительно невысокой обводненности от 0,3 до 2 % с 2002 по 2025 г.г. будет содержать возрастающее количество газа. В то время, как и в варианте с закачкой воды при практически одинаковом газовом факторе продукция содержит возрастающее количества воды с 0,3 до 2,6 % с 2002 по 2010 г.г., и достигающее 4,1 % в 2021 году, и далее - 9,8 % в 2025 году.

Сравнительно длительный период разработки месторождения по обоим вариантам сопровождается добычей малообводненной (менее 1,5-2,0 %) продукции с высоким газовым фактором. Это обстоятельство в сочетании с высокой температурой в системе сбора с большой вероятностью приведет к образованию кристаллических солей в нефти и вызовет технологические трудности при ее подготовке.

Тенгизская нефть не образует устойчивых водонефтяных эмульсий, поэтому в системе сбора, начиная с обводненности 3-4 % следует ожидать появления "свободной воды". Такие эмульсионные свойства продукции приводят, во-первых, к необходимости применения техники трехфазного разделения продукции и выделения "свободной" воды уже на первой ступени входной сепарации. А, во-вторых, необходимости по возможности подавать слабоминерализованные сточные воды со ступени электрообессоливания в сепараторы второй и третьей ступени газовыделения.

Таким образом, основными факторами, определяющими параметры и количество ступеней подготовки нефти до товарного качества, в данном случае будут:

- аномально высокое давление в системе сбора и значительное газосодержание (потребуют проведения газосепарации в три технологические ступени при появлении воды в количестве более 3-4 % имеется возможность вывода "свободной воды" на I ступени методом трехфазного разделения);

- высокое содержание в продукции сероводорода до 17 % и низших меркаптанов (потребует проведения стабилизации нефти до остаточного содержания не более 20 ррm сероводорода и отделения метил- и этилмеркаптанов в отпарной колонне с доведением товарной нефти до остаточного давления насыщенных паров ниже 500 мм ртутного столба);

- наличие в продукции пластовой воды с минерализацией от 110 до 180 г/л по различным источникам (требует включения в технологическую схему электрообессоливания сырья с промывкой пресной промывной водой);

- реализация товарной нефти месторождения в основном происходит через систему экспортных трубопроводов (КТК) поэтому она должна быть подготовлена до требований для налива в морские танкеры (не ниже 1-ой группы качества ГОСТ 9965-76).

Варианты технологических схем подготовки нефти могут быть реализованы с применением технологического оборудования как Казахстанского, так и зарубежного оборудования.

При этом на полное развитие месторождения необходимо иметь мощности около 17-18 млн.т в год по подготовке товарной нефти, строительство которых целесообразно осуществить тремя комплексами по 5-7 млн.т в год.

При реализации этих технологических объектов следует выполнить следующие условия:

- входная сепарация продукции осуществляется в три ступени с возможностью промывки нефти водой для контроля содержания соли в товарной нефти

- необходимость нагрева и мощность нагревательных устройств определяется расчетом для конкретных условий;

- промывка пресной водой: количество промывной воды и тип смешивания определяются для конкретных условий и мощности производства по подготовке нефти;

- обессоливание ведется в электродегидраторах обычного или электростатического типа, подбираемых по необходимой мощности и необходимому времени пребывания, обеспечивающих остаточное содержание хлористых солей в нефти не более 100 мг/л товарной нефти и менее 0,5 % остаточной воды. Дренажные воды ступени используются для распреснения продукции с промысла, либо поступают в секцию водоочистки.

1.5 Общая характеристика объекта

Тенгизский промысел расположен в Атырауской области Жылойского района в юго-восточной части Каспийской низменности.

Тенгизское месторождение характеризуется уникальными особенностями геологического строения и насыщающих флюидов. Тенгизское поднятие выявлено и подготовлено к поисково-разведочному бурению в 1975 году. По данным сейсморазведки и разведочного бурения поднятие представляет собой крупную антиклинальную складку размером 17-26 км при амплитуде до 1000м.

В 1981 при опробовании в колонне интервала 4050-4081 м получен фонтанный приток нефти при Д_шт= 15,2 мм, дебит нефти= 115 м³/сут.

Основные геолого-физические параметры продуктивной толщи и физико-химические свойства насыщающих флюидов приведены в таблицах 1.9-1.10.

Аномально высокое содержание в пластовом флюиде агрессивных компонентов сероводорода и углекислого газа, значительное пластовое давление (до 83,0 МПа) и буферное давление на устье скважин (до 60,0 МПа) предъявляют повышенные требования к обеспечению высокой эксплуатационной надежности нефтепромысловых сооружений и оборудования, а принятый технологический режим эксплуатации месторождения осуществляется фонтанным способом. Для осуществления этих задач, система сбора обеспечивается оборудованием и сооружениями поставляемыми фирмой "Лавалин" и фирмой "Камерон" для оборудования устьев скважин. Система сбора промысла технологически тесно связана с технологией газоперерабатывающего завода.

Автоматизированный контроль и управление за работой всего технологического комплекса Тенгизского месторождения осуществляется системой Honeywell.

SCAN-3000 представляет собой усовершенствованную систему диспетчерского управления и сбора данных.

Таблица 1.9- Основные данные разработки продуктивного пласта месторождения Тенгиз

Показатели	Параметры
Начальное пластовое давление, кгс/см2	831
Давление насыщения, кгс/см2	252,5
Пластовая температура,С	106
Газонасыщенность, м3/т	550
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0,626
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,789
Средняя глубина, м	4200-4500
Тип залежи	Массивный
Содержание серы в нефти, %	0,71
Содержание сероводорода в газе, %	18,5
Содержание парафина, %	4,2
Вязкость нефти в пластовых условиях, сП	0,18
Плотность газа при 20 С, кг/м3	1,165

Таблица 1.10 - Состав пластовой нефти

Компонент	Мольная доля, %	Массовая доля, %
Азот	0,75	0,39
Сероводород	12,56	8,11
Двуокись углерода	2,28	1,90
Вода	0,35	0,12
Метан	44,45	13,52
Этан	8,85	5,04
Пропан	5,25	4,39
и-бутан	1,05	1,16
н-бутан	2,46	2,71
и-пентан	1,34	1,83
н-пентан	1,40	1,91
Циклопентан	0,07	0,09
2-метилпентан	1,18	1,93
н-гексан	0,84	1,38
Метилцеклопентан	0,28	0,44
Циклогексан	0,25	0,39
2-метилгексан	1,08	2,05
н-гептан	0,64	1,22

1.5.1 Описание технологического процесса

Нефть со скважин по выкидным линиям по лучевой схеме поступает на замерные установки, где осуществляется поочередный замер дебита нефти, воды и газа. После замера нефть нескольких скважин общим потоком по линиям сбора направляется к центральному манифольду.

Система сбора спроектирована на два уровня рабочих давлений, выбор которых определен допустимыми номинальными характеристиками давлений для арматуры согласно норм ANSI.

Выкидные линии от отдельных скважин к замерным установкам используют арматуру ANSI 900 и рассчитаны на давление 14,132 МПа при 90^єС.

Линии сбора от замерных установок к центральному манифольду и магистральные трубопроводы от центрального манифольда к заводу используют арматуру ANSI 600 и рассчитаны на давление 9,428 МПа при температуре 90єС.

Максимальное значение рабочей температуры систем сбора равно 90єС. Минимально- допустимое значение температуры определено температурой гидратообразования (расчетная температура гидратообразования для запроектированных давлений системы сбора 28є С) и составляет З0єС на слаг-кетчере.

Проектом предусмотрено напорная, однотрубная, герметизированная схема сбора и транспорта продукции скважин до завода обеспечивающая безопасные условия эксплуатации, охрану окружающей среды и максимальную сохранность добываемого углеводородного сырья.

Система сбора для Тенгизского месторождения была спроектирована в соответствии со специфическими требованиями технологического процесса и с учетом безопасности и надежной эксплуатации.

Система сбора Тенгизского месторождения состоит из следующих объектов:

устья скважин;

групповая замерная установка;

узел подключения;

центральный производственный манифольд с переключающим манифольдом;

площадка клапанов-отсекателей.

Заводской манифольд

Главное назначение системы сбора промысла является - отбор нефтегазовой смеси из эксплуатационных скважин и...